​Der Kapazitätsmarkt Polens war bisher die wichtigste Einnahmequelle für Großbatterieprojekte und bot langfristige, staatlich garantierte Vergütungen für die Bereitstellung. Von 2022 bis 2024 wurden in polnischen Kapazitätsauktionen einige der großzügigsten BESS-Verträge Europas vergeben. Bis 2025 sanken die effektiven Kapazitätszahlungen um 85 %. In diesem Zeitraum sind insgesamt 11–12 GW an Batterien bis 2030 zur Auslieferung eingeplant.

Doch der Kapazitätsmarkt allein kann Batterien nach der Kürzung des Derating-Faktors nicht mehr tragen. Das Interesse an der Auktion bleibt jedoch hoch und zeigt, dass sich der Investitionsfall für BESS auch ohne Kapazitätszahlungen lohnt.

Day-Ahead-Arbitrage, das neu integrierte aFRR mit PICASSO und ein wachsender Intraday-Markt bilden nun das Kernstück der merchant-basierten Einnahmen.

Wichtigste Erkenntnisse

• Der BESS-Derating-Faktor fiel innerhalb von drei Jahren von 95 % auf 13,4 %, wodurch feste Einnahmen stark zurückgingen – dennoch wurden im Dezember 2025 noch 5,1 GW physische BESS versteigert.
• Die Day-Ahead-Spreads in Polen lagen 2025 im Schnitt bei 153 €/MWh, 17 % höher als in Deutschland – ein lukrativer Markt für BESS.
• Der polnische Markt für Systemdienstleistungen ist noch nicht gesättigt, aber der europaweite Wettbewerb um aFRR über Picasso beginnt, die Preise in den Sommermonaten zu senken.

Derating reduzierte effektive BESS-Kapazitätszahlungen in drei Jahren um 85 %

Der polnische Kapazitätsmarkt war einer der lukrativsten Europas. Doch in ganz Europa hängt der BESS-Erfolg im Kapazitätsmarkt vom Derating ab, das bestimmt, wie viel der installierten Batteriekapazität in der Auktion angerechnet wird. Bei 95 % erhält eine 100-MW-Batterie Zahlungen für 95 MW. Bei 13,4 % sind es nur noch 13,4 MW.

In Polen wendet Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE, der polnische Übertragungsnetzbetreiber) diesen Faktor unabhängig von der Batteriedauer an, anders als in anderen europäischen Märkten, wo das Derating mit der Dauer skaliert.

Innerhalb von nur drei Jahren sank das Derating von 95 % auf 60 % und schließlich auf 13,4 % in der letzten Auktion unter dem aktuellen Rahmen. Die jüngste Projektwelle erhält daher Kapazitätszahlungen nur noch auf ein Siebtel der physischen Kapazität.

Die Auktion im Dezember 2025 vergab 5,1 GW physische BESS-Kapazität, die nach Derating jedoch nur etwa 685 MW zahlbare Kapazität entspricht. Dennoch war dies das bisher größte Jahr für BESS-Projekte in Polen – ein Zeichen dafür, dass der Markt auf ausreichende merchant-Einnahmen vertraut.

Derating-Mechanik und die 4-Stunden-Pflicht

In Polen gilt ein fixer Derating-Faktor: Alle Batteriedauern erhalten denselben Wert, egal ob sie eine oder vier Stunden liefern können. In Großbritannien hingegen steigt das Derating mit der Dauer und belohnt explizit zusätzliche Zellen.

Ein fixer Faktor würde für sich genommen kürzere Batteriedauern begünstigen, da sie mit weniger Kapazität dieselbe CM-Gutschrift erzielen. Polens Kapazitätsmarkt verlangt jedoch, dass Teilnehmer ihre vertraglich zugesicherte Leistung mindestens vier Stunden am Stück liefern können. Diese Mindestanforderung hebt jeden Vorteil kurzer Dauer auf. In der Praxis müssen 2-Stunden-Projekte sich weiter selbst herabstufen (auf etwa 30 % der installierten Kapazität), um die Vorgabe zu erfüllen – was die Wirtschaftlichkeit kurzer Batterien noch weiter verschlechtert.

Das zeigt: Der Wert des CM-Vertrags ist für BESS-Entwickler nicht mehr die entscheidende Einnahmequelle. Stattdessen zielen Entwickler direkt auf tiefe Großhandelsspannen – mit Marktgrundlagen, die auf längere Batteriedauern hindeuten.

Da der Mechanismus kaum noch Mehrerlöse verspricht, liegt der Fokus für polnische BESS nicht mehr auf attraktiven Kapazitätsverträgen, sondern darauf, ob die merchant-Erlöse stark genug für Investitionen sind.

Systemdienstleistungen, Day-Ahead-Arbitrage und Intraday sind nun die Haupterlösquellen

Neben dem Kapazitätsmarkt werden in der Anfangsphase vor allem Systemdienstleistungen zum wichtigsten Bestandteil der aktuellen Einnahmen. In anderen europäischen Ländern starteten BESS mit hohen Erlösen aus FCR und aFRR, bevor sie mit zunehmender Sättigung auf den Großhandelsmarkt wechselten.

Der polnische Systemdienstleistungsmarkt hat zwei wichtige Reformen durchlaufen: Die Marktregeln wurden im Juni 2024 überarbeitet und BRP (Balance Responsible Party) und BSP (Balancing Service Provider) organisatorisch getrennt – damit können Batterien erstmals direkt als Regelenergieanbieter auftreten.

Frequency Containment Reserve (FCR) ist eine Regelenergie, die das Netz bei Frequenzabweichungen automatisch binnen Sekunden stabilisiert. Polen beschafft nur 171 bis 197 MW FCR-Kapazität, aufgeteilt in Auf- und Abregelung. Die Preise liegen durchschnittlich bei 15 bis 25 €/MW/h. Das beschaffte Volumen wird von PSE festgelegt und steigt im Januar 2026 von 171 MW auf 197 MW.

Für BESS-Betreiber bietet FCR stetige Einnahmen und die Chance, als First Mover diesen Markt zu dominieren. Aber mit weniger als 200 MW Markttiefe kann schon eine geringe Anzahl an BESS den Markt rasch sättigen.

aFRR bietet mehr Tiefe, sieht aber europaweite Sättigung mit PICASSO

Die zweite relevante Systemdienstleistung ist die automatische Frequenzwiederherstellungsreserve (aFRR), die innerhalb von fünf Minuten auf Frequenzabweichungen reagiert und FCR ablöst. Für aFRR werden 400–500 MW Aufwärts- und 400–440 MW Abwärtskapazität beschafft – also deutlich mehr als bei FCR.

Am 11. Juli 2025 trat Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) PICASSO bei – der europäischen Plattform für grenzüberschreitende aFRR-Aktivierungen – und integrierte Polen in einen gemeinsamen Pool für automatische Frequenzwiederherstellung. Seitdem zeigen sich bei den aFRR-Kapazitätspreisen deutliche Unterschiede zwischen Auf- und Abregelung. Aufwärtskapazität liegt im Schnitt bei 35 €/MW/h, etwa doppelt so hoch wie die 15 bis 25 €/MW/h für Abwärtsregelung.

Für BESS-Betreiber ist schon die Kapazitätszahlung eine verlässliche Einnahmequelle, solange der Markt noch nicht gesättigt ist. Eine Batterie, die beide Richtungen voll bereitstellt, hätte allein durch die Verfügbarkeit fast 500.000 €/MW/Jahr verdienen können – Aktivierungszahlungen noch nicht eingerechnet.

Frühe Marktteilnehmer erzielen höhere Anfangsrenditen, aber sobald Gigawatt an Batterien ans Netz gehen, sinken die Preise auf langfristige Mittelwerte – wie in Großbritannien, Deutschland, Australien und ERCOT zu beobachten.

Day-Ahead-Arbitrage: Solar prägt schon jetzt die polnischen Day-Ahead-Preise

Da Systemdienstleistungserlöse nach dem Markteintritt vieler BESS schnell sinken, muss sich das langfristige Geschäftsmodell für Batterien auf Energiearbitrage – vor allem im Day-Ahead-Markt – stützen. In Polen sind bereits über 24 GW Solarkapazität installiert. An Tagen mit hoher Produktion entstehen dadurch ausgeprägte "Duck Curves" bei den Day-Ahead-Preisen.

An sonnigen Tagen fallen die Mittagsstrompreise unter -90 €/MWh, da Solarstrom den Markt überschwemmt. Polens unflexible Kohlekraftwerke, die immer noch den Großteil der Grundlast liefern, können nicht schnell genug herunterfahren, um das Überangebot auszugleichen. Ein Abschalten und Neustarten kostet mehr als einige Stunden negativer Preise zu akzeptieren – also laufen die Anlagen bei niedrigerer Auslastung weiter.

Wenn abends der Solarertrag sinkt, steigt die Nachfrage, doch Kohlekraftwerke können nicht schnell genug hochfahren. Die Preise steigen dann auf über 150 €/MWh. Die daraus resultierenden täglichen Spannen lagen 2025 im Schnitt bei 153 €/MWh – 17 % mehr als in Deutschland.

Intraday-Markt: von dünn zu essenziell

Das polnische Intraday-Volumen erreichte 2025 an den Börsen EPEX und TGE 6,7 TWh – ein Anstieg von 170 % im Jahresvergleich. Das ist im Vergleich zu Deutschlands 106 TWh noch gering, aber das Wachstum zählt mehr als die absolute Größe.

Seit Juni 2024 gibt es 15-Minuten-Produkte, und Anfang 2026 startete ein neues Liquiditätsanbieter-Programm der Towarowa Giełda Energii (TGE, Polnische Strombörse).

Für BESS setzt der Day-Ahead-Markt die Basis, während Intraday die Möglichkeit zum Nachsteuern bei sich ändernden Prognosen und Bilanzsignalen bietet. Ein tiefer Intraday-Markt ermöglicht es Batterien, ihre Positionen mehrfach umzuschichten und so ihre Flexibilität voll auszuspielen und die Erlöse zu steigern.

Kohleausstieg und wachsender Erneuerbaren-Anteil weiten die Spreads aus

Polens Kohleflotte schrumpft unter dem Druck des EU-Emissionshandels und alternder Infrastruktur.

Mit sinkendem Kohleanteil und dem Ausbau fluktuierender Erneuerbarer steigen die durchschnittlichen täglichen Day-Ahead-Spreads. Jeder Prozentpunkt weniger Kohle erhöht die tägliche Preisspanne um rund 6 €/MWh.

Polen plant bis 2035 30 GW neue Wind- und Solarkapazität, mit dem Ziel eines vollständigen Kohleausstiegs. Jedes zusätzliche Gigawatt Erneuerbare verschärft die Lastgradienten, erhöht Prognosefehler und führt zu mehr Abregelungen. Für BESS bedeutet das größere Arbitrage-Spreads und einen tieferen Intraday-Markt, da erneuerbare Energien ihre Prognoseabweichungen ausgleichen müssen.

Was das für BESS-Investoren und -Entwickler bedeutet

Der Markt ist noch jung:

• Wenige in Betrieb befindliche Batterien sorgen dafür, dass FCR- und aFRR-Erlöse bis zum Markteintritt weiterer Speicher hoch bleiben.
• Die Intraday-Liquidität von 6,7 TWh ist 16-mal kleiner als in Deutschland
• Es gibt noch keine Betriebserfahrung mit großskaligen BESS in Polen als Benchmark

Das führt zu einem Markt mit starken Fundamentaldaten, dessen Infrastruktur aber noch im Aufbau ist.